Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Обобщение и анализ современных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи неоднородных терригенных пластов заводнением 11
1.1 Виды неоднородности строения нефтяных залежей 11
1.1.1 Литолого-фациальная неоднородность 13
1.1.2 Неоднородность пластов по коллекторским свойствам (пористости и проницаемости) 18
1.2 Особенности довыработки запасов нефти из пластов девона месторождений Самарской области, находящихся на поздней стадии разработки 19
1.3 Механизм воздействия физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов на терригенный коллектор 23
1.4 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, основанные на комплексном воздействии на продуктивный пласт 27
Выводы к главе 1 29
Глава 2 Методика проведения экспериментальных исследований 30
2.1 Условия проведения экспериментальных исследований 30
2.2 Аппаратура и методика исследования влияния ПАВ на межфазное натяжение на границе «вода – керосин» 31
2.3 Исследование растворимости ПАВ в водах разной минерализации 32
2.4 Аппаратура и методика исследований физико-химических свойств эмульсионных составов 33
2.4.1 Приготовление технологических жидкостей на основе водонефтяных эмульсий 33
2.4.2 Определение термостабильности и агрегативной устойчивости обратных эмульсий 34
2.4.3 Определение реологических свойств обратных эмульсий 35
2.4.4 Исследование дисперсности эмульсионных составов на микроскопе36
2.5 Аппаратура и методика исследований процесса вытеснения нефти из модели слоисто-неоднородного пласта 36
2.5.1 Подготовка к фильтрационным исследованиям. Описание лабораторного оборудования 36
2.5.2 Определение относительных фазовых проницаемостей 40
2.5.3 Определение коэффициента вытеснения нефти из модели слоисто-неоднородного пласта 43
2.5.4 Методика определения коэффициента остаточного сопротивления 49
2.5.5 Методика определения коэффициента селективности эмульсионного состава 54
Выводы к главе 2 55
Глава 3 Разработка эмульсионного состава с гидрофобными свойствами для увеличения охвата терригенных коллекторов воздействием 57
3.1 Обоснование и выбор реагентов для приготовления состава с комплексным воздействием на пласт 57
3.1.1 Обоснование выбора функциональных добавок на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) 58
3.1.2 Обоснование выбора функциональных добавок на основе комплексных ПАВ с гидрофобными свойствами 63
3.1.3 Результаты исследования вытесняющей способности растворов ПАВ 64
3.2 Результаты исследования физико-химических и реологических свойств разработанной эмульсии 66
3.2.1 Результаты определения термостабильности и агрегативной устойчивости разработанной эмульсии 66
3.2.2 Результаты реологических исследований разработанной эмульсии 67
3.2.3 Исследование влияния активных добавок на дисперсность эмульсии 68
3.3 Анализ эффективности применения разработанного эмульсионного состава 69
3.3.1 Результаты определения относительных фазовых проницаемостей 69
3.3.2 Результаты фильтрационного эксперимента по определению коэффициента остаточного сопротивления и селективности эмульсионного состава 70
Выводы к главе 3 71
Глава 4 Прогноз текущей нефтеотдачи методами математического и компьютерного моделирования 73
4.1 Методы прогнозирования нефтеотдачи, опирающиеся на статистические зависимости 74
4.1.1 Краткое описание квазитрехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта (модель Швецова И.А.) 77
4.2 Оценка и прогноз нефтенасыщенности средствами трехмерного гидродинамического моделирования 80
4.2.1 Результаты гидродинамического моделирования на простой модели слоисто-неоднородного пласта 82
4.2.2 Результаты гидродинамического моделирования на сложной модели слоисто-неоднородного пласта 85
4.2.3 Результаты гидродинамического моделирования на модели пласта в условиях, приближенных к промысловым 89
Выводы к главе 4 93
Глава 5 Технико-экономическое обоснование технологии извлечения остаточной нефти с использованием разработанного эмульсионного состава 94
5.1 Обоснование выбора объекта и скважин-кандидатов для закачки эмульсионного состава 94
5.2 Описание технологии закачки разработанного эмульсионного состава 95
5.3 Приготовление и закачка эмульсионного состава 96
5.4 Экономическое обоснование разработанной технологии 98
5.4.1 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологии 99
5.4.2 Определение показателей экономической эффективности инвестиций в реализацию технологии 104
5.4.3 Оценка экономической эффективности инвестиций 110
Выводы к главе 5 111
Заключение 112
Список литературы 114
Приложение А 125
Приложение Б 126
- Литолого-фациальная неоднородность
- Обоснование выбора функциональных добавок на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ)
- Результаты гидродинамического моделирования на сложной модели слоисто-неоднородного пласта
- Определение показателей экономической эффективности инвестиций в реализацию технологии
Литолого-фациальная неоднородность
Понятие неоднородности отражает в первую очередь изменчивость литолого-фациального состава продуктивного пласта и гранулометрического состава пород. Формирование терригенного коллектора происходит по определенным закономерностям осадконакопления в различных геологических условиях. Так, например, терригенным пластам Самарской области характерна большая литологическая неоднородность в отличие от одновозрастных отложений Татарстана и Пермской области. К таким отложениям можно отнести пласты Д1 и Д2 пашийского горизонта верхнего отдела девона и пласт Б2 бобриковского горизонта нижнего отдела карбона.
Например, формирование осадочных пород нижнего карбона происходило в условиях мелководного бассейна с активным проявлением донных и береговых течений, что повлияло на полосообразное распределение коллекторов по площади нефтегазоносности. Увеличенные толщины слоев связаны с зонами, где выпадает более крупный обломочный материал, зонами гидродинамической активности, а в зонах малой подвижности вод осаждаются обломки с меньшими размерами зерен и повышенным содержанием глинисто-алевролитовой фракции, что формирует меньшие толщины пластов. Таким образом, направление и интенсивность течений в бассейне осадконакопления, определяли закономерности в изменении гранулометрического состава и толщин терригенных отложений на различных территориях.
Для наглядного отображения слоистой неоднородности приведен геологический профиль пластов карбона (рисунок 1.1) Мухановского месторождения, самого крупного в Самарской области [20], по которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности продуктивных отложений.
Все продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер могут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности.
Именно особенности литологических характеристик зачастую определяют эффективность (или неэффективность) способов и механизмов извлечения нефти и газа из пластов, динамику процессов и микропроцессов в пористых средах продуктивных пластов.
При проектировании разработки нефтяных месторождений необходимо учитывать все изменения параметров продуктивного пласта и главным образом толщину, пористость, проницаемость и т. д. При этом нужно знать степень их неоднородности, средние значения параметров, коэффициенты вариации и другие показатели. Степень неоднородности перечисленных параметров устанавливается на основании законов их распределения, определенных методами математической статистики на основании большого числа фактических материалов [86].
Между строением коллекторов и закономерностями осадконакопления существует генетическая связь. Случайными в количественных характеристиках этих процессов образования геологических тел (толщины слоев, прерывистость, проницаемость и т. д.) являются не сами значения параметров (по скважинам, зонам, участкам, интервалам), а отклонения их от средних значений, которые детерминированно предопределены геологической историей формирования отложений. Средние величины эффективных толщин, проницаемости, пористости, состава пород и других литологических параметров должны рассматриваться как количественное отражение региональных закономерностей осадконакопления, а отклонения от средних — это результат частных или локальных эффектов, сопутствующих этому процессу. Детальное изучение пород-коллекторов (песчаников и песчанистых алевролитов) в отношении их толщин, проницаемости и пористости показало, что между этими параметрами существует статистическая связь, которая выявляется при большом числе наблюдений (измерений).
Основываясь на данных, представленных в источниках [16, 20, 66], были построены статистические зависимости между коллекторскими свойствами пласта и средними нефтенасыщенными толщинами [50]. Из полученных зависимостей (рисунок 1.2, 1.3) можно сделать первый вывод, что с увеличением толщины пластов улучшаются их коллекторские свойства, а именно значениям больших эффективных толщин соответствуют большие значения пористости и проницаемости, что характерно для более грубозернистых песчаников. Данные значения для отложений нижнего карбона выше значений для верхнего девона, что еще раз подтверждает теорию, т.к. интенсивность осадконакопления в эти периоды была различной в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Также изучение зависимостей между показателями послойной неоднородности пластов (коэффициентов песчанистости и расчлененности) и эффективной толщиной позволило определить ряд зависимостей (рисунок 1.4, 1.5). Было выявлено, что песчаснистость выше у пластов с большей мощностью. Но при этом терригенным коллекторам Самарской области характерна высокая расчлененность, т.е. большие по мощности пласты слагаются частым чередование песчаников и алевролитов, что отличается от выдержанных по мощности коллекторов Татарстана и Пермского края в связи с различными условиями осадконакопления [16, 98].
Таким образом, полученные закономерности распределения основных геолого-физических характеристик и показателей неоднородности еще раз подтверждают важность учета геологических условий формирования коллектора и связанной с этим литолого-фациальной неоднородности при проектировании разработки месторождения и методов повышения нефтеотдачи.
Одним из важнейших показателей гидродинамических характеристик пласта является проницаемость, величина которой влияет на пропускную способность порового пространства и, как следствие, на продуктивность пласта. Также от проницаемости зависит пьезопроводность и гидропроводность пласта, которые обуславливают характер и равномерность вытеснения нефти из пласта. Исследователями доказано, что чем больше среднее значение коэффициента проницаемости пласта, тем больше конечная нефтеотдача.
В современной и классической литературе [12,13, 27, 39, 93] изложено большое количество исследований на образцах пород различных месторождений, и установлено, что значения проницаемости по продуктивному разрезу меняются, при этом отсутствует закономерность распределения проницаемости при корреляции разрезов различных скважин. Но установлено, что при корреляции разрезов по литолого-фациальным, минералогическим и гранулометрическим характеристикам по разрезу существуют определенные закономерности, которые прослеживаются по всей площади нефтегазоносности залежи.
Обоснование выбора функциональных добавок на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ)
Очевидно, что основными требованиями, предъявляемыми к ПАВ являются высокая поверхностная активность на границе нефть-вода и наиболее низкая адсорбция на поверхности породы. Однако немаловажно при подборе ПАВ для приготовления ОЭ учитывать минералогический состав пород пласта, химический состав пластовой и нагнетаемой вод, пластовую температуру [7, 58, 77].
Были проведены лабораторные исследования 8 поверхностно-активных веществ различных типов, применяемых в качестве добавок в закачиваемые сточные воды на различных месторождениях Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции, представленных терригенными коллекторами и находящихся на завершающей стадии разработки.
В рамках исследований изучено влияние типа ПАВ и минерализации пластовой и закачиваемой вод на стабильность технологических жидкостей, в состав которых входит ПАВ; влияние концентрации ПАВ на межфазное натяжение растворов ПАВ на границе с углеводородной фазой.
Для экспериментов по химической стабильности и совместимости пластовых и закачиваемых вод с ПАВ были использованы модели трех типов вод [6, 31]:
- модель пресной воды (дистиллированная вода по ГОСТ 6709);
- модель пластовой воды хлоридно-кальциевого типа (по В.А. Сулину) с минерализацией 250 г/л;
- модель закачиваемой (подтоварной) воды с минерализацией 150 г/л.
Исследование свойств ПАВ проводились на примере следующих 8 поверхностно-активных веществ в диапазоне концентраций от 0,1 % до 5% масс:
1) анионные ПАВ:
сульфонол порошок (ТУ 2481-135-07510508-2007); лаурилсульфат натрия (ТУ 2481-023-50199225-2002).
2) катионный ПАВ:
Нефтенол ГФ (ТУ 2484-035-17197708-97);
3) неионогенные ПАВ:
Неонол АФ 9-6 (ТУ 2483-077-05766801-98); Неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98); ОП-10 (ГОСТ 8433-81);
4) композиции ПАВ (смесь анионных и неионогенных ПАВ):
Нефтенол МЛ (ТУ 2481-056-17197708-00); Моющий состав МС-20 МПС (ТУ 2458-021-92627037-2013). 3.1.1.1 Результаты исследования растворимости ПАВ в водах разной минерализации
Исследования проводились по методике, описанной в разделе 2.3. Результаты исследований растворимости и устойчивости растворов ПАВ в зависимости от модели используемой воды для приготовления растворов представлены в таблице 3.1.
Результаты исследования показали, что хорошо растворимы в воде только смеси ПАВ Нефтенол МЛ и Моющий состав МС-20, при этом не зависимо от минерализации воды (в диапазоне от 0 до 250 г/л). Также растворимыми как в пресной, так и в минерализованной воде являются неионогенный ПАВ Неонол АФ 9-6 и катионактивный - Нефтенол ГФ. Неонол АФ 9-12 по техническим условиям при смешивании с холодной водой образует труднорастворимые гели, которые разрушаются при нагревании смеси выше 50 С при перемешивании (по ТУ).
Плохая растворимость сульфонола и лаурилсульфата натрия объясняется тем, что реагент представлен в сухом виде. Растворимость данных ПАВ наступает только через сутки с периодическим перемешиванием раствора, но при этом часть ПАВ выпадает хлопьями в минерализованной воде (растворимость сульфонола значительно выше в спиртах и керосине).
Таким образом, в составе закачиваемой воды в большей степени могут рекомендоваться комплексные поверхностно-активные вещества [49].
Межфазное натяжение водных растворов ПАВ на границе с керосином измерялось по методике описанной в главе 2.2.
Результаты определения поверхностно-активных свойств исследуемых растворов ПАВ представлены в таблице 3.2 и на рисунке 3.1. Из графика (рисунок 3.1) видно, что ККМ для всех рассматриваемых ПАВ соответствует концентрации в 0,5 % масс., которая является оптимальной концентрацией для применения данных реагентов с точки зрения физико-химических свойств.
Можно отметить, что наиболее эффективным реагентом, снижающим межфазное натяжение на границе водного раствора с углеводородной фазой, является анионный ПАВ - сульфонол, но ввиду его плохой растворимости в воде использование данного ПАВ рекомендуется в растворе керосина [49].
В литературных источниках отмечается, что анионные ПАВ обладают повышенной адсорбционной способностью, в связи с чем рекомендуется увеличить концентрацию сульфонола до 1% масс.
Также следует отметить высокую способность сульфонола к пенообразованию водных растворов, а применимо к водо-нефтяным эмульсиям – высокую диспергирующую способность.
Результаты гидродинамического моделирования на сложной модели слоисто-неоднородного пласта
Макронеоднородность пласта по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) приводит к неравномерному вытеснению нефти водой, как по разрезу, так и по площади продуктивного пласта. Вода проходит по пласту по пути меньшего фильтрационного сопротивления, т.е. по более проницаемым пластам. В свою очередь пласты с пониженной проницаемостью остаются недовыработанными по достижении добывающей скважиной предельной обводненности. Для рассматриваемых пластов Д1-2 и Б2 характерны все три типа опережающего заводнения, связанные с послойной неоднородностью по проницаемости [16, 27, 37]. Ученые выделяют рост проницаемости по пласту сверху вниз, снизу вверх и наличие наиболее проницаемых пластов в середине пласта [16, 29]. Использование методов выравнивания охвата пласта воздействием позволяет достичь перераспределения вытесняющего агента по разрезу пласта, вследствие чего происходит замедление опережающего фронта вытеснения и активизация зон ранее не охваченных заводнением. Механизм действия данных методов основан на увеличении вязкости вытесняющего агента и, тем самым, изменении коэффициента подвижности, объединяющего в себе группу параметров влияющих на эффективность вытеснения:
М = (Щ/ (—) (4.9)
где: к в и к н - относительные фазовые проницаемости по воде и нефти, д.ед; дв и дн - динамическая вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПас.
Значение М1 характеризует поршневое вытеснение (рисунок 4.4а), т.е. вязкость нефти мала, поэтому вода не может перемещаться быстрее в породе, чем нефть. Это самый благоприятный тип вытеснения, заводнение в этом случае будет протекать быстро и эффективно, при этом общий объем подвижной нефти равен [27, 93]:
Кі.н. = Упор. С1 5остн. - SOCTB.) (4.10)
где: Vnop - поровый объем пласта, м3; 50СТН. - остаточная нефтенасыщенность, д.ед; 50СТВ – остаточная водонасыщеннность, д.ед.
Наоборот, вследствие высокой вязкости нефти значение М 1 и характеризует не поршневое вытеснение (рисунок 4.4б). Вода в этом случае прорывается сквозь нефть «языками» обводнения, тем самым вытеснение проходит неравномерно. Слоистая неоднородность пласта усиливает этот эффект и способствует преждевременному обводнению добывающих скважин по высоко проницаемым пластам.
Пример линейного заводнения в однородном образце керна Таким образом, учет характера послойной неоднородности требует особого внимания при проектировании разработки месторождения и методов повышения нефтеотдачи. Одним из наиболее сложных вариантов для исследования является неоднородность с незакономерным распределением высокопроницаемых пропластков.
Ранее, в разделе 4.2.1, был исследован характер вытесненения нефти на на простейшей гидродинамической модели, состоящей из двух пропластков, в условиях неоднородности. Далее нами была поставлена задача исследовать влияние геолого-физических характеристик послойной неоднородности на эффективность применения технологии выравнивания фронта вытеснения с применением эмульсионного состава [50].
Для решения задачи была составлена модель продуктивного пласта, представленная 11 слоями, характеристики которых представлены в таблице 4.6. Выполняется условие вертикального равновесия давления. Эффективная мощность пласта 33,2 м. Распределение проницаемости случайное, без каких-либо закономерностей. Остаточная нефтенасыщенность 0,27 д. ед., объемный коэффициент нефти – 1,475 м3/м3, воды – 1,103 м3/м3. Вязкости воды и нефти соответствуют вязкостям рассматриваемых геологических объектов – 0,5 мПас и 5 мПас соответственно. Геометрические размеры линейного участка пласта: ширина – 300 м, длина – 1500 м. Свойства эмульсии заданы на основе физико-химических и реологических лабораторных исследований.
На рисунке 4.5 представлен момент начала опережающего заводнения, а именно прорыв воды по одному из пропластков. В свою очередь на рисунке 4.6 уже показано продвижение фронта по второму варианту расчета (заводнение с оторочкой эмульсии). Из сравнения рисунков очевиден эффект выравнивания фронта вытеснения после закачки оторочки эмульсии, за счет замедления продвижения воды по высокопроницаемым пропласткам (на одну и туже дату фронт по второму варианту заводнения ровнее).
Определение показателей экономической эффективности инвестиций в реализацию технологии
1. Продолжительность расчётного периода (Тр), год: Тр = 1+Тсл, (5.5) где: 0 - первый (базисный) год (по проекту - год осуществления инвестиций); Тсл - расчетный период, год. Таким образом Тр = 1 + 10 = 11 лет
2. Годовой объём добычи нефти до проведения технологического мероприятия на ЭО по годам расчётного периода Тр (по плану разработки), q нt, где: q - среднесуточный дебит одной скважины на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр, тн/сут; Фдґ - действующий фонд скважин на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр, скв; /cat - коэффициент эксплуатации скважин на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр; 365 - количество календарный дней в году, сут.
3. Годовой объём добычи нефти после реализации технологического мероприятия на ЭО по годам расчётного периода Tp(qнt), тыс.т н.: где: q Lt - среднесуточный дебит скважин после проведения технологического мероприятия на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр (по инвестиционному проекту), тыс. т. н.
4. Полная себестоимость товарной добычи 1 т нефти до проведения технологического мероприятия на ЭО по годам расчетного периода Тр (по плану разработки), Cn(lTH)t, руб.: где: Сп(1тн)1 - полная себестоимость товарной добычи 1 т нефти до проведения технологического мероприятия на ЭО по базисному году расчётного периода Тр (по плану разработки), руб.; аупр1 - доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости товарной нефти на ЭО по базисному году расчётного периода Тр (по плану разработки); qHl - годовой объём добычи нефти до проведения технологического мероприятия на ЭО по базисному году расчётного периода Тр (по плану разработки), тыс.т. н.; qHt - годовой объём добычи нефти до проведения технологического мероприятия на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр (по плану разработки), тыс.т. н.
5. Полная себестоимость товарной добычи 1 т. нефти после реализации технологического мероприятия на ЭО по годам расчетного периода Тр (С п(ітн)гХ руб.: где: q Ht - годовой объём добычи нефти после реализации технологического мероприятия на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр, тыс.т. н.
6. Прирост прибыли по годам расчётного периода Тр в результате реализации технологического мероприятия на ЭО (Пгодt), тыс. руб.: где: LJ,o(lTH)t - отпускная цена одной тонны нефти по годам расчётного периода Тр, руб.
7. Прирост чистой прибыли по годам расчётного периода Тр в результате реализации технологического мероприятия на ЭО (АПч Г0Длс), тыс. руб.:
8. Величина амортизационных отчислений по используемому в проекте оборудованию по годам его эксплуатации (Агодt), тыс. руб.: я 1 где: K6t - балансовая стоимость оборудования (нового типа), приобретённых согласно инвестиционному проекту в конце t-того года (в данном случае первого года) расчётного периода Тр, тыс. руб.; На - норма амортизации по используемому в инвестиционном проекте оборудованию, %.
Для 1-го года Тр величина Агод1=0, т.к. амортизационный период начинается
9. Дополнительный чистый приток денежных средств от операционной деятельности по годам расчётного периода Тр в результате реализации инвестиционного проекта на ЭО (АПоС), тыс. руб.:
10. Дисконтированная величина дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности за расчётный периодТр (Ддис), тыс. руб.: где: П0дисе - дисконтированная величина дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности по t-тому году расчётного периода Тр, тыс. руб; r - принятая норма дисконта.
11. Дисконтированная величина инвестиций на разработку и реализацию инвестиционного проекта за расчётный период Тр( Кдис), тыс. руб.: где: КдисС - дисконтированная величина инвестиций на проведение технологического мероприятия на ЭО по t-тому году расчётного периода Тр, тыс. руб.; Kt - инвестиции на проведение технологического мероприятия на ЭО по t тому году расчётного периода Тр, тыс. руб.
13. Внутренняя норма доходности инвестиций (Евн). Значение Евн определяется из условия
Установление искомой величины Евн производится итеративным путем и сводится к поиску такого значения Евн, при котором выполняется условие уравнения 5.17:
14. Индекс доходности (рентабельности) инвестиций (Ед)
Расчёт Ток производится следующим образом:
а) определяется кумулятивное значение дисконтированной величины дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности по годам расчётного периода Тр (АП 0дИСе), тыс. руб.
б) находятся два смежных значения ЛП одИС, которые отвечают условию, что 120355,46 тыс. руб. 127500,00 тыс. руб. 141775,95 тыс. руб.
в) устанавливается целое число лет срока окупаемости инвестиций Токц, которому соответствует значение АП одис(Г-І).
Промежуточные результаты расчетов формул (5.5 - 5.13) по расчетным годам представлены в обобщённой таблице 5.3.